ПРИКАЗЫВАЮ:

преамбулу изложить в новой редакции:
«В соответствии с пунктом 11 статьи 121 и пунктом 3 статьи 184 Кодекса Республики Казахстан «О недрах и недропользовании» ПРИКАЗЫВАЮ:»;
в Единых правилах по рациональному и комплексному использованию недр, утвержденных указанным приказом:
пункт 19 изложить в новой редакции:
«19. При бурении поисковых, разведочных и оценочных скважин в обязательном порядке производится отбор керна в целевых горизонтах согласно проектному документу. Необходимость отбора керна в оценочных скважинах в рамках мероприятий по доизучению (доразведке на этапе добычи) и в эксплуатационных скважинах определяется недропользователем и устаналивается в проектном документе.»;
пункт 26 изложить в новой редакции:
«26. Оценочные работы проводятся на участке (участках) недр в пределах предполагаемых контуров обнаруженной залежи (совокупности залежей), определенных в проекте разведочных работ.»;
пункт 35 изложить в новой редакции:
«35. По результатам выполненных геологоразведочных работ в период разведки составляется отчет по подсчету запасов и проводится государственная экспертиза недр.»;
пункт 40 изложить в новой редакции:
«40. В проекте разведочных работ обосновываются:
1) объемы и значимость имеющихся исторических данных, степень изученности участка недр для проведения разведочных работ;
2) задачи разведочных работ;
3) проектируемые объемы и методика полевых геолого-геофизических исследований, количество и местоположение проектных скважин, их проектные глубины и последовательность бурения при планировании таких работ;
4) интервалы отбора керна и шлама, лабораторные исследования (стандартный и специальный анализы керна) при планировании таких работ;
5) порядок испытания нефтегазоносных горизонтов в процессе бурения и опробования в колонне;
6) комплекс геофизических исследований скважин в открытом стволе и колонне, комплекс гидродинамических исследований скважин, отбор и лабораторные исследования глубинных и поверхностных проб флюидов;
7) мероприятия по охране недр и окружающей среды при проведении разведочных работ;
8) объемы и сроки выполнения разведочных работ;
9) инвестиции и ожидаемая эффективность геолого-разведочных разведочных работ;
10) прогнозируемый дебит нефти и газа по каждой проектной скважине при опробовании;
11) размер суммы обеспечения исполнения недропользователем обязательств по ликвидации последствий недропользования;
12) обоснование объемов планируемых работ с указанием участков разведки.»;
пункт 47 изложить в новой редакции:
«47. Мониторинг исполнения проектных решений проекта разведочных работ включает в себя сопровождение работы недропользователя по проектному документу с представлением ежегодного отчета по авторскому надзору в уполномоченный орган в области углеводородов.»;
пункт 56 изложить в новой редакции:
«56. Проект пробной эксплуатации разрабатывается на основе отчета по оперативному подсчету запасов углеводородов.»;
пункт 60 изложить в новой редакции:
«60. Проект пробной эксплуатации должен содержать описание видов, методов, способов и технологий пробной эксплуатации, а также предполагаемые объемы добычи углеводородов в течение пробной эксплуатации. В проекте пробной эксплуатации должны также приводиться:
1) цели, задачи и сроки пробной эксплуатации;
2) виды, объемы и сроки рекомендуемого комплекса геолого-геофизических и гидродинамических исследований скважин, лабораторного изучения керна и пластовых флюидов, отбор керна, глубинных, поверхностных проб нефти, газа и воды;
3) специальная программа режимных исследований с целью установления технологически обоснованных условий работы скважин: по нефтяным скважинам при забойных давлениях выше и ниже давления насыщения, а по газоконденсатным скважинам - при забойных давлениях выше и ниже давления начала конденсации; по газовому фактору и конденсатно-газового фактору, обводненности и другим параметрам, а также для оценки допустимых депрессии без разрушения скелета породы;
4) количество и номера ранее пробуренных поисковых и оценочных скважин и количество и номера скважин, которые будут принимать участие в пробной эксплуатации;
5) количество и местоположение проектных опережающих добывающих и нагнетательных, а также проектных оценочных скважин, расстояние между ними, интервалы отбора керна и их лабораторные исследования;
6) предполагаемые объемы добычи углеводородов, объемы закачки рабочего агента; способы эксплуатации скважин, устьевое и внутрискважинное оборудования;
7) требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин, утилизации и (или) переработке сырого газа, к определению коэффициента приемистости нагнетательных скважин;
8) для газовых и газоконденсатных залежей, технико-экономические показатели и критерии оценки эффективности рекомендуемого варианта разработки на период добычи;
9) мероприятия по доразведке залежи (совокупности залежей) углеводородов;
10) расчет суммы обеспечения по исполнению обязательств недропользователя по ликвидации последствий разведки.»;
пункт 71 изложить в новой редакции:
«71. Ежегодный авторский надзор за реализацией проектных решений при пробной эксплуатации ведет привлекаемая проектная организация, составившая проект пробной эксплуатации.»;
пункт 78 исключить;
пункт 81 изложить в новой редакции:
«81. Ввод месторождений углеводородов в разработку допускается если:
1) проведены разведочные работы;
2) построены статические геологические модели залежей углеводородного сырья для месторождений с извлекаемыми запасами до 3 миллионов тонн нефти и 3 миллиардов кубических метров сырого газа;
3) по истечении 5 лет реализации утвержденного в установленном порядке базового проектного документа на разработку, построены статические геологические модели залежей и цифровые геолого-гидродинамические модели залежей углеводородного сырья для месторождений более 3 миллионов тонн нефти или 3 миллиардов кубических метров сырого газа;
4) проведена пробная эксплуатация (при необходимости);
5) составлен отчет по подсчету запасов углеводородов и получено положительное заключение государственной экспертизы недр;
6) определены пространственные границы участка добычи;
7) составлен проект разработки месторождения углеводородов и получены положительные заключения, предусмотренные Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз;
8) выполнено обустройство месторождения;
9) решены все вопросы сероочистки или экологически безопасного использования газов, содержащих сероводород и сероорганику, а также определение целесообразности и направления использования этана, пропан-бутана, двуокиси углерода, гелия и других компонентов газа в случае их промышленного содержания к началу ввода в разработку месторождений;
10) обоснована целесообразность ввода газоконденсатного месторождения в промышленную разработку без поддержания пластового давления;
11) утверждена программа развития переработки сырого газа для месторождений углеводородов;
12) утверждены и получены положительные заключения предусмотренных Кодексом и иными законами Республики Казахстан экспертиз технического проектного документа.»;
пункт 85 изложить в новой редакции:
«85. После разбуривания месторождения в рамках проекта разработки, дополнений и/или изменений к нему или существенном изменении представления о геологическом строении и/или геологических запасов, на основании полученных новых данных выполняется пересчет запасов и составляется новый проектный документ или дополнение к проекту разработки.»;
пункт 105 изложить в новой редакции:
«105. По данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период пробной эксплуатации залежей, должна быть определена степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно. Степень (зависимость) уменьшения коэффициента продуктивности по нефти и по конденсату от снижения забойных давлений ниже давления насыщения и давления начала конденсации соответственно может быть определена по данным специальных режимных исследований скважин, проведенных в период испытания поисковых и оценочных скважин.»;
пункт 107 изложить в новой редакции:
«107. В проекте разработки месторождения углеводородов обосновываются:
1) выделение эксплуатационных объектов;
2) способы и режимы эксплуатации скважин;
3) системы размещения и плотности сетки скважин;
4) виды воздействия на пласт;
5) забойные давления добывающих и нагнетательных скважин;
6) выбор агента для закачки в пласт;
7) необходимость переработки (утилизаций) сырого газа на нефтяных месторождениях и переработка пластового газа до товарной кондиции на газовых/газоконденсатных;
8) соотношение действующих добывающих и нагнетательных скважин по каждому эксплуатационному объекту;
9) коэффициент компенсации по залежам;
10) отношение пластового и забойного давления к давлению насыщения или давлению конденсации;
11) отношение пластового давления к забойному давлению;
12) максимально допустимая величина газового фактора по скважинам;
13) объемы добычи углеводородов;
14) объемы обратной закачки рабочего агента для повышения пластового давления;
15) показатели ввода эксплуатационных скважин.
При проектировании проекта разработки месторождения и изменений и/или дополнений к нему или анализа разработки необходимо обосновать диапазоны или предельно допустимые значения показателей, указанных в подпунктах 10) - 15) настоящего пункта.»;
пункт 113 изложить в новой редакции:
«113. Не допускается необоснованный проектным документом выпуск газа из газовой шапки и разгазирование нефти в пластовых условиях, приводящие к снижению коэффициента извлечения основной продукции (жидких углеводородов).»;
пункт 126 изложить в новой редакции:
«126. В проектном документе по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (залежей) должно приводиться обоснование забойного давления относительно давления насыщения нефти газом на основе данных специальных режимных исследований скважин. В противном случае, эксплуатация скважин с забойным давлением ниже давления насыщения не допускается.»;
пункт 266 изложить в новой редакции:
«266. Фонтанный способ, при котором подъем продукции скважин с забоя на поверхность земли осуществляется за счет пластовой энергии, используется в начальный период разработки нефтяной залежи. Не запрещается эксплуатация скважин фонтанным способом на более поздних стадиях разработки.»;
пункт 269 изложить в новой редакции:
«269. В зависимости от характеристики природно-климатических условий добычи, сложившейся в организации системы эксплуатации и ремонта оборудования для извлечения жидкости на поверхность применяется специальное насосное оборудование.»;
пункты 317 и 318 изложить в новой редакции:
«317. При капитальном ремонте скважин выполняются:
1) ремонтно-изоляционные работы;
2) переход на другие горизонты или приобщение пластов;
3) перевод скважин из категории в категорию по назначению;
4) устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации скважин или их ремонта (извлечение насосно-компрессорных труб, установок электроцентробежных насосов, установок штанговых глубинных насосов, очистка ствола скважин и другие);
5) ремонт скважин, оборудованных пакерами-отсекателями, оборудованием для совместно-раздельной эксплуатации двух пластов, зарезка второго ствола скважин;
6) ремонт нагнетательных скважин: выравнивание профиля приемистости, ликвидация ухода нагнетаемой воды в другие пласты, восстановление целостности и герметичности обсадной колонны и другие;
7) дополнительная перфорация и торпедирование;
8) консервация, расконсервация, или ликвидация скважин.
318. Гидроразрыв пластовых залежей с маломощной покрышкой допускается, если научно доказанный анализ, проведенный специализированной организацией, исключает риск разгерметизации продуктивных залежей.»;
пункт 329 изложить в новой редакции:
«329. Исследования по контролю за разработкой эксплуатационных объектов выполняются силами недропользователей или по их заказу специализированными организациями, имеющими соответствующую лицензию на данный вид деятельности, согласно требованиям базовых проектных документов и настоящих Правил.»;
пункт 412 изложить в новой редакции:
«412. В случае отсутствия возможностей для утилизации продукта не допускается освоение и исследование разведочных и эксплуатационных скважин без нейтрализации или сжигания газа.»;
пункт 461-1 изложить в новой редакции:
«461-1. В период опытно-промышленной добычи и добычи урана недропользователями обеспечивается выполнение следующих периодичных стационарных наблюдений за закислением и отработкой эксплуатационного блока, месторождения:
уровень подземных вод:
наблюдательные (скважины для контроля процесса, скважины для контроля смежных горизонтов, скважины для контроля горизонтального растекания) один раз в квартал;
геофизические исследования:
в технологических скважинах (откачные и закачные) не менее 30% от общего количества 1 раз в год, наблюдательных скважинах (для контроля процесса, для контроля смежных горизонтов, для контроля горизонтального растекания) подземного выщелачивания один раз в год.».

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

«СОГЛАСОВАН»
Министр индустрии и
инфраструктурного развития
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министр финансов
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министр национальной экономики
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министр экологии и природных ресурсов
Республики Казахстан
«СОГЛАСОВАН»
Министр по чрезвычайным ситуациям
Республики Казахстан